热控无票置数处理不当停机.docx

1、热控无票置数，处理不当停机【简述】2005 年 08 月 16 日，某电厂热工人员在处理炉膛负压波动大的缺陷时，无票作业，擅自调整和修改机组自动调节参数，加之运行人员调整处理不当，造成 1 号炉水位保护动作机组解列。【事故经过】2005 年 08 月 04 日，1 号炉经 B 级检修后，一直存在炉膛负压波动大（曲线成锯齿状，波动范围 100Pa） ，经观察发现负压与一次风压波动有关联，送风机动叶调节挡板有周期振荡。08 月 16 日 11 时 20 分，热工人员开始调整 A、B 送风机调节参数， （当时负荷 330MW；主汽温：531；再热汽温 524；主汽压力：17.45Mpa；三套制粉系统

2、运行；机组投 CCBF、RB 方式运行） 。11 时 37 分 24 秒，再次调整参数。11 时 37 分 25 秒，送风机调节 MASTER 输入由 58.75%突变为89.56%，最大到 95%，A、B 送风机控制指令开始增加。11 时 37 分 29 秒，A 送风机由于指令与反馈偏差大，切为手动。11 时 37 分 32 秒，B 送风机因偏差大也切为手动。11 时 37 分 46 秒，B 送风机动叶关到 0%。11 时 37分 52 秒，运行人员开始投油，至 11 时 40 分 17 秒先后共投入五支油枪助燃。11 时 38 分 00 秒，一次风压低，给粉机全跳；由于负荷变化及燃烧变化剧

3、烈，汽包水位波动大，最低达272mm。11 时 38 分 22 秒，A、B 给水泵自动切为手动控制，运行人员提高给水泵转速。11 时 38 分 35 秒，给水流量达 1300t/h，而此时机组已降负荷至 282.5MW，主蒸汽流量为 791t/h。11 时 39 分 31 秒，机组降负荷至 223.1MW，主蒸汽流量为 656t/h，给水流量为 1300t/h。11 时 40 分 38 秒，机组负荷降至 206.1MW，汽包水位高于300mm，水位高值保护动作，锅炉 MFT 动作，机组解列。12 时 05分，经炉膛吹扫后，重新点火。08 月 16 日 13 时 09 分，1 号机组并网运行。【

4、事故原因】1. 热工人员在未办理工作票许可手续，也未制定调整方案和事故预案，且没有给运行人员进行工作交底的情况下，在机组运行时调整 A、B 送风机调节参数，引起输出突变。DCS 系统本身模块输出突变，造成 B 送风机偏差大自动切为手动时， 输入平衡模块输出不跟踪 B 送风机输出控制指令 （当时为 40） ，而是输入平衡模块输入按限定速率一直关至 0，致使一次风压低于 1.5kPa 引起给粉机全跳，是造成此次事故的直接原因。2. 在变工况情况下，运行人员监视水位不到位，致使水位至高 III 值。在热工调节参数时，炉膛负压波动的过程中运行人员虽及时进行了投入油枪助燃，但忽略了对汽包水位的控制，当给

5、粉机全部跳开，机组降负荷过程中，主汽压剧降，炉水收缩，汽包水位最低降至-272mm，为防止水位低三值，运行人员将给水流量从 900 t/h 吨增大至 1300t/h；当汽包水位开始上升时， 运行人员却没有注意主蒸汽流量只有 600 t/h 左右， 没有及时减少给水量，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】1. 严格执行“两票”管理制度，对保护、定值、逻辑参数等修改、调整严格履行工作票许可手续；与中调取得联系、并在修改 DCS 系统参数前做好组态备份。2. 凡是重要保护、定值、逻辑参数等调整，必须编写试验方案经审核报总工程师批准后，方可执行。3. 机组协调出现波动时，在原因分析未确定前，原则上禁止在机组运行时在线修改保护、定值、逻辑组态。4. 提高值长、单元长指挥协调能力，遇到事故时，合理调配各单元人员进行处理，明确事故处理时每人的职责，指定专人监视各重要参数，防止事故扩大。5. 强化运行值班人员的全能值班培训，提高运行人员的操作技能，把仿真反事故培训内容作为重点。6. 定期组织开展技术问答、现场技术讲解和经验交流工作，并定期进行考试。